Окт 15
Коллеги,
Есть у кого-то наработке по поводу количественных характеристик для оценки отклонения или принятия гидродинамической модели, моделей сетей сбора.
интересует именно математическое обоснование дисперсий/критериев принятия % адаптации скважин на факт.
т.е. пытаюсь для себя выработать некий универсализированный подход к принятию модели по конкретным критериям с конкретными % отклонения.
Опубликовано
14 Окт 2015
Активность
11
ответов
4045
просмотров
4
участника
0
Рейтинг
Относительно гдм у нас в компании есть регламент на эту тему. Вам озвучить наши цифры или что конкретно вас интересует ?
Мне кажется в вашей конторе наверняка тоже есть подобный регламент.
Хотя я когда принимаю модели иногда отклоняюсь от регламентных цифр. Все таки нужно каждую модель и каждый случай смотреть индивидуально.
а можно сам регламент без опознавательных знаков? ну или цифры уже. и из чего эти цифры вылезли? как они появились на свет - из головы главного гоелога? или математически обоснованы от выборки данных, объема информации и тд
К сожалению, не уверена, что могу отправить регламент, поэтому лучше так напишу основные моменты.
Дебит и накопленная жедкости в 0 или ну максимум +/- 0,02%
Дебит нефти в 5%. Если обводненность скв более 90%, то дебит не адаптируем.
Накопленная добыча нефти за каждый период времени +/- 5%
Накопленная нефть по скважинам: "жирные скважины" (добывающие 80% от всей добычи залежи) в +/- 5%. Остальные хорошо бы в +/- 10%. Допускаю расхождение остальных скважин до +/- 20% в зависимости от ситуации.
Приемистость и накопленная закачка в 0. Иногда допускаю срезание закачки, если есть обоснование.
Забойки и пластовые расхождение до 20 атм. На последнюю дату стараемся по максимум в минимум свести расхождение.
Запасы +/- 5%. Коэф. вытеснения +/- 3%
Ну это что касается цифр. А так сверяем всю добычу в целом и по скважинам, закачку. Физичность всех кубов, анизотропию. Условие равновесия модели. Аквифер. Средние значения по кубу и по ГФХ. Весь датник проверяем, пвт свойства. Наличие пинчей. ОФП проверяем. Сверяем толщины по скважинам и абсолютки ну и тд.
Боюсь что, не подскажу вам откуда взяты эти магические цифры. Они передаются от одного эксперта к другому и мы их чтим как непреложный закон :)
Совсем недавно пришел новый регламент...там условия ослабили. Почти все параметры разрешают в +/- 20%. Но я лично это не очень приемлю. На мой взгляд 20% слишком большое расхождениею.
Жидкости*
ок. спасибо. уже хоть можно какие то цифры пощупать. меня вот кстати и удивляет момент что нет математического подхода к оценке физичности адаптации модели. т.е. никто не выработал обоснованные критерии. например для нефтяных залежей +- 10 атм по давлению эт фигня, для газовых там 1 атмосферу надо настраивать уже, по объему запасов тоже должен быть какой то коэффициент вносящий расширение зоны погрешности (ну или типа такого что то).
а так все на пальцах получается, каждый себе эксперт. в ЦКР тоже видимо свои представления о качественных моделях.
может это чисто политическое решение - никому не нужен порядок? :)
Так сказать в документе, Российском, есть некоторые цифры....у товарищей Выше критерии жестче......
Так сказать в документе, Российском "Временный регламент оценки качества и приёмки .......
Вот Временный регламент, который Иван007 прикрепил, нам тоже обязали. . Но на мой взгляд, там слишком большие расхождения допускают...
Наш регламент Компании жестче
Про то, как построить ГиГДМ, соответствующие степени изученности рассматриваемого объекта, можно посмотреть, например, здесь.
Об "... универсальном подходе" к созданию геолого-петрофизической и гидродинамической моделей, адекватных плотности накопленных знаний о рассматриваемом объекте... Вот ссылка на статью, которую предлагаю обсудить в этой связи. Тем более, что она опубликована как "дискуссионная"... https://drive.google.com/open?id=1LWKd4AmiIX1vXIm9IKAxy4jvvyEehYeV ...